疏松砂岩油藏套损机理研究
疏松砂岩气藏水平井出砂机理研究
1.6 实现途径
①调研气井出砂的机理类型，以某气田气井出砂的现场实例，具体分析气井出砂特 点和出砂机理。 ②结合地质和生产特征，总结影响气井出砂的原因。 ③调研国内外气井出砂压差预测模型，并根据某实例气田建立气井出砂预测模型， 根据该模型计算该气田气井的临界出砂压差。
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重庆科技学院本科毕业设计
2 涩北气田的地质特征
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1 绪论
1 绪 论
1.1 研究的目的及意义
疏松砂岩油气藏一般具有埋藏较浅、成岩作用差、胶结疏松等特点，这类油气藏在 全世界都有分布，因此在开采过程中经常会发生出砂的现象。在油气藏开采过程中出砂 是影响油气井产能的一个重要因素,这是一种在油气生产过程中砂粒随流体的运动从地 层中被流体携带出来的现象,这种现象制约着油气田的高效开发， 同时在油气开采的过程 中也需要重点解决该问题。地层出砂受到很多因素的影响，并且在油气井出砂严重的时 候将会产生以下危害：油、气井的减产甚至停产；井下设备、管线磨蚀和堵塞；地层的 原始结构遭到破坏，地层平衡被打破，引起近井地带地层渗透率下降等。在疏松砂岩油 气藏开采过程中经常会使用到水平井， 因此研究水平井的出砂机理对研究气藏防砂的方 法很重要。而目前关于疏松砂岩气藏水平井方面的研究较少，所以该课题的研究很有必 要。 对疏松砂岩油气藏水平井出砂机理的研究可以更加准确的预测出砂，并可以根据所 研究的机理制订相应的油气田合理开采原则、提高油气井产量、防止地层出砂的对策, 以达到油气田开发的最终的目的，即实现油气田的高效开发。
1
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1 绪论
胶结强度越高的地层越容易出砂，这类地层出砂的情况可能是间断的出砂；④具有高水 平构造应力和胶结性好的地层出砂，地层的强度会随着孔隙度的减小而变高，同时由于 地层的运动会使沿着该地层方向上的应力增加，而较高的应力差，这个应力差会破碎井 眼造成油气井出砂；⑤井眼表面周围高压力梯度的出砂，井眼表面附近的高压力梯度， 在射孔过程中射孔弹会使孔眼附近地层的胶结性变差，同时流体会产生拖拽力以及摩擦 力，这些力的作用会使气井出砂，如果地层出水则会导致出砂加剧 [ 2 ] 。 Hall, C.D.Jr. 和 Harrisberger 等人首先应用岩心三轴试验来研究在不同的载荷和油、 水两相作用下砂拱的稳定性问题。通过岩心三轴试验总结出砂拱所表现出的一些性质， 当润湿相浓度小于某个临界值时，砂拱稳定；当润湿相浓度等于这个临界值时，砂拱会 被破坏，砂拱的存在需要有润湿相，并且其稳定能力也与砂拱的尺寸有关，并指出稳定 的砂拱必须具有一定的外界应力和自身凝聚力 3 。 L.C.B. Bianco 和 P.M. Halleck 等人总结了 Hall,C.D.Jr. 和 Harrisberger 等人根据岩心 三轴试验得到的成果，并以此为根据对砂拱行为和稳定性做了试验，通过试验验证了润 湿相浓度变化对砂拱行为和稳定性有一定的影响。 2002 年，Vaziri H.H 等人将地层的出砂类型分为两种，第一种是初期压力引起的， 另外一种是后期压力衰竭引起的。第一种出砂一般发生在油气藏开发的初期，地层出砂 的原因是在油气藏的初期油井周围压力梯度相对来说会比较高，岩石受到的有效应力也 会较大，因此在塑性应变的作用下砂粒被剥离下来，同时流体也会产生拖拽力以及摩擦 力，在这两个力的共同作用下剥离出来的砂粒流入井内导致出砂；第二种类型的出砂发 生在油气藏开采的中后期，导致出砂的主要原因时在开采的中后期地层应变软化，以及 开采过程中地层出水，它们破坏了砂粒间的毛管力，在这些因素的作用下砂粒随流体运 移至井底，引起地层出砂。
深水气田疏松砂岩储层出砂机理研究
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２０２３ 年 第 ５１ 卷 第 ４ 期
邓福成ꎬ 等: 深水气田疏松砂岩储层出砂机理研究
— ８１ —
(１ Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬ Ｙａｎｇｔｚｅ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙꎻ ２ Ｊｉｎｃｈｅｎｇ Ｂｒａｎｃｈ ｏｆ Ｚｏｏｍｌｉｏｎ Ｃｏａｌｂｅｄ Ｍｅｔｈａｎｅ Ｃｏ.ꎬ Ｌｔｄ.ꎻ
３ Ｓｉｎｏｐｅｃ Ｓｔａｒ ( Ｂｅｉｊｉｎｇ) Ｎｅｗ Ｅｎｅｒｇｙ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｃｏ.ꎬ Ｌｔｄ.ꎻ ４ Ｔｉａｎｊｉｎ Ｂｒａｎｃｈ ｏｆ ＣＮＯＯＣ ( Ｃｈｉｎａ) Ｌｉｍｉｔｅｄ)
[１０]
通过岩心在
真三轴状态下的出砂试验ꎬ 发现钻孔的屈服并不一
定是出砂的标准ꎬ 同时还需要最小压降 ( 即流体流
速) 来诱导钻孔周围屈服区的出砂ꎮ 然而ꎬ 大多数
分析没有考虑出砂引起井筒结构和岩石孔隙度的变
化ꎬ 从而改变局部应力和孔隙压力的分布ꎮ 为此ꎬ
需建立井筒自由表面侵蚀模型来精确评估储层开发
ｄｕｃｔ ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ. Ｔｈｅ ｃｏｎｃｌｕｓｉｏｎｓ ｐｒｏｖｉｄｅ ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ ｆｏｒ ｓａｎｄ ｃｏｎｔｒｏｌ ａｎｄ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｅｎｈａｎｃｅｍｅｎｔ ｏｆ ｈｉｇｈ￣
ｙｉｅｌｄ ｇａｓ ｗｅｌｌｓ.
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ: ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｇａｓ ｆｉｅｌｄꎻ ｌｏｏｓｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓꎻ ｓａｎｄ ｅｒｏｓｉｏｎꎻ ｆｌｕｉｄ￣ｓｏｌｉｄ ｃｏｕｐｌｉｎｇꎻ ｐｏｒｏｓｉｔｙꎻ
套损井的形成原因及防范措施
套损井的形成原因及防范措施摘要：随着开发时间的延长，套损井所占比例越来越高，成为制约油田稳产和高效开发的不利因素。
因此我们在对套管损坏机理原因分析以及研究的基础上，结合井筒现状、剩余地质储量和井网完善程度，合理优化和配套套损井治理和维护技术，树立了治理和维护相结合的操作办法，采取调整维护方式、合理设计泵挂深度、合适井下工具选择等方式多元化的维护治理套损井，使得套损井的免修期有了不同程度的提高。
关键词：套损井；维护方式调整；泵挂深度；免修期1.前言油水井投产后随着井的生产时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是实施注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。
截止2018年12月份，我厂累计发现套管损坏井1237口，占投产总井数的19.7%，其中油井套损627口，占油井总数的14.4%；水井套损610口，占水井总数的31.7%。
通过对近些年油田开发资料统计、分析、研究表明：导致油水井套管损坏的因素概括为地质因素和工程因素两类，其中地质因素有以下七种：泥岩吸水蠕变和膨胀、油层出砂、岩层滑动、断层活动、盐岩坍塌和塑性流动、地震活动、油层压实；工程因素有五种：套管材质问题、固井质量问题、射孔对套管损坏的影响、井位部署的问题、高压注水。
其中地质因素是导致油水井套管技术状况变差的客观条件，这些内在因素一经外部因素（比如：注入的高压水窜入泥页岩层）引发，使局部地区应力产生巨大变化，区块间产生较大压差，转移到套管上，使之受到严重损坏，导致成片套管损坏区的出现及局部小区块套管损坏区的出现，严重干扰油田开发方案的实施，威胁油田生产，给作业、修井、修井施工增加极大的难度。
当今，越来越多的的强化采油措施应用于油田生产，如高压注水、压裂、大型酸化、注蒸气等工程技术措施。
这些强化采油措施一方面提高油田产量，取得了明显的经济效益，另一方面也使油水井套管的工作环境不断恶化，诱发各种地质因素对套管的破坏作用。
油水井出砂对套管损坏的影响机理研究
内蒙 古石 油化 工
２ ０ １ ３ 年第 ３ 期
油 水 井 出砂 对 套 管 损坏 的影 响 机理 研 究
赵 洪 涛 ， 许 秀平 ， 李 民阳 ， 王 树 学 ， 姚 周 ， 徐 伟
（ １ ． 中 原 油 田采 油 一 厂 ， 河南 濮 阳 ４ ５ ７ １ ７ １ ； ２ ． 中 原 油 田 天然 气 产 销 厂 ； 河南 濮 阳 ４ ５ ７ １ ６ ２ ）
摘 要 ： 东濮 凹 陷文 中油 田投入 开发 以来 ， 随 着 出砂 的加剧 和地 层 压 力变化 ， 套损 井逐年增 加 ， 套 管
的损 坏严 重 影 响采 油 井正 常 生产 及措 施 实施 ， 目前 已经成 为 了文 中油 田各 个 油藏 开发 管理 区块后 续 开 发和 治理 所必 须亟待 解决 的难 题 。本 文主要 根据 井下工具 的 受力状 态进 行疏 松砂 岩 地层 出砂 因素对 套 管损 坏机 理探 讨 ， 以 东濮 凹 陷文 中油 田历年 井况大调 查套 管损 坏 资料 为依 据 ， 在 对 出砂 油井套 管损坏 形 态、 层 位 与射孔 状 况 、 岩 石性 质 等 因素进 行 综合分 析基 础上 ， 对疏 松砂 岩 出砂 、 上覆 岩层 坍塌 等 主要 方 面 导致 的套 管 受力 变形进 行研 究 ． 为探 讨 及 防治措施 提供依 据 。
关键词： 复 杂 断块 ； 文 中油 田； 油层 出砂 ； 上覆 岩层 ； 套 管损坏 中 图分类 号 ： ＴＥ ３ ５ ８ 文 献标 识码 ： Ａ 文 章编 号 ： １ ０ ０ ６ －７ ９ ８ １ （ ２ ０ １ ３ ） ３ 一Ｏ ０ １ Ｏ 一０ ２
东 濮 凹 陷文 中油 田为 典 型陆 相 沉 积 复杂 断块 ．
孤岛油田和孤东油田套管损坏统计与机理分析
［ 键 词 ］ 套 管 损 坏 ； 类 型 ； 机 理 ； 防 治 ；孤 岛 油 田 ；孤 东 油 田 关
具 体 位 置 分 布 是 有 区别 的 。所 统 计 的 孤 岛 、孤 东 油 田 ｌ ６口单 油 层 井 中 ，套 管 损 坏 部 位 在 油 层 上 部 的 有 ８口 ， 占统 计 井 数 的 ５ ，单 层 有 效 厚 度 ３ ３ ８ ４ ｍ，平 均 有 效 厚 度 ５ １ Ｏ ． ～ ． ． ｍ；有 ４口井 套 损 部 位 在 油 层 中 部 ， 占统 计 井 数 的 ２ ，其 有 效 厚 度 ４ ４ ９ ６ ｍ，平 均 ６ ８ ｍ；其 余 ４口井 套 损 位 置 发 生 在 油 层 ５ ． ～ ． ． 下 部 ，其 有 效 厚 度 ６ ７ ９ ２ ｍ， 平 均 ７ ９ ｍ。从 以上 统 计 情 况 可 知 ，套 损 的 具 体 部 位 主 要 集 中 在 油 层 ． ～ ． ．
江 汉 石油 学 院学 报
２０ 年 ６ ０２ 月
第 ２卷 ４
第 ２期
Ｊ ｒ ｏｕ ｎａｌｏｆＪｉ ｇｈａ Ｐｅ ｒ ｌ ｕ ｎ ｔｔ ｅ Ｊ ．２ ０２ Ｖｏ． Ｎｏ ａｎ ｎ ｔ ｏ ｅ ｍ Ｉ ｓ ｉｕｔ ｕｎ ０ Ｉ２４ ．２
孤 岛 油 田和 孤 东 油 田套 管 损 坏 统 计 与 机 理 分 析
付 继 彤 等 ：孤 岛 油 田 和 孤 东 油 田 套 管 损 坏 统 计 与 机 理 分 析
２ 套 管 损 坏 机 理 分 析
２ 泥 岩 吸 水 蠕 变 ．１
关于压裂高饱和防砂工艺的研究与应用
为 了对 油井出砂进行有效治理 ． 恢复出砂井 的正常生产 、 将油井 出砂所造成的损失降 到最低 ． 我们开展 了《 松砂岩油藏防砂工艺 技 疏 术》 目， 项 该项 目 起始于 ２０ 年 ， ０ ６ 根据计划安排 ， 已先后 完成 了前期 调 研、 关键技 术研究 以及室 内试验和现场应 用 ． 截止到 ２ １ 年该 项技术 ０１ 已在滨南采油厂王庄油 田、 个区块进行 了应用 。该技术 的应用 改变 ８ 了王庄油 田开发现状 ， 高了油井的利用率 ， 工艺角度解决 了 目 提 从 前 王庄油 田存在 的“ 出砂强度大 、 出砂规模大 、 油井 利用率低 、 周期生 产 短” 的问题 。 了针对常规疏松砂 岩油藏 防砂工艺技术水 平 ． 提高 延长了 油井 的免修期 ． 使得油井 的生 产能力得到最大 限度的发挥 提高 了油 田的开发水平 ． 随着投产 油井 的逐年递增 ． 缓解 了新老 区块能 源接 替
井多 ， 了注采井网不完善 ， 和出砂损失水驱储量 ４５ 吨 造成 套损 ７万 油井 出砂是油 田生产中急待解决 的问题 ． 尤其是在油 田开 发技 术 逐渐发展成熟精细 的今 天 ．更迫切的需要与之 相适 应的防砂工艺技 术 。因此 ， 研究一项针对性、 实用性 、 操作性强 的防砂技术 已是 目 防 前 砂技术发展 的必然趋势。基于尚南 、 林樊家油 田的疏松砂岩 油藏防砂 工艺技术 ， 有效提高了尚南 、 樊家油 田整体采油速度和开发水平 ， 林 日 油水平稳步 回升 ， 为其它类 似油 田的开发提供 了很好 的借鉴 。 王庄油 田防砂工艺技术适用 范围广 ． 油藏类 型适应率高 ． 不但适 用于常规稠油油藏 ． 而且适用于稠油、 超稠油油藏 的开发 ， 同时配套 的 防砂 工艺配套技术能够适应 目前常规稠油和稠油 、 超稠 油油 藏的开发 要求。该工艺 的推广不仅 能够提高常规稠油疏 松砂岩油藏 的开发水 平． 也能提高特超稠油油藏 的开发水平 ． 实现对 该类 油藏的经济高效
超稠油区块油井套损机理及预防措施研究
超稠油区块油井套损机理及预防措施研究【摘要】超稠油井经过长期注汽，套管损坏严重，同时近井地层开采程度逐渐加大，油井出砂、井间干扰等因素，造成套损加剧，严重缩短了油井的使用寿命。
经过论证，采用一套完善的套损管理机制，降低油井套损机率，延长油井使用寿命。
【关键词】套损出砂气窜防窜压差曙1-27454、杜813兴隆台、杜84兴隆台等超稠油区块是我区的主力产油区块，投入开发以来，套管损坏问题日益严重。
从数据统计来看，区块共有油井206口，经过作业通井打印落实发生套损的油井达到157口，套损井数占区块井数的76.2%，其中，因套损造成油井倒井的达到59口，占套损井总数的37.6%，严重影响油井正常生产。
为减少套坏倒井，从套损现状入手，通过加强套损原因分析及规律摸索，制定相应预防措施，延长油井生产周期。
1 套损类型及特点1.1 套损类型套损的类型主要为变形损坏及破裂损坏。
我区套损类型以套管变形为主，主要包括椭圆变形、弯曲变形、单面挤扁变形、缩颈变形四种，所占比例占套损总数的89%，达到140口；发生套管错断的油井有17口，占套损总数的11%。
1.2 套损特点1.2.1 套损部位根据区块套损统计数据，在已经发生套损的油井中，有78%的套损部位发生在油层中部及顶部，达到123口井，有18%的套损部位在油层以上，达到29口井，只有4%发生在油层底部。
可见，套损集中发生在油层中部及顶部附近区域，该特征是油层出砂引起套损的主要特征之一。
1.2.2 时间特点结合打印时间及油井倒井前生产情况，可确定套损时间的油井为64口，其中，认定为受汽窜干扰倒井的达到48口，主要表现为硬卡或不出；因参数过大造成放喷、下泵初期（下泵开井15天内）倒井的为16口。
1.2.3 结论从套损部位来看，油层出砂是造成套损的根本原因；从时间特点来看，压差建立过程中参数过大造成地层激动出砂是造成套损的直接原因，且外力作用（汽窜）比本井能量大对套管造成的影响更大。
胜利油田套损井机理研究及治理效果分析
弯曲或错断， 井眼已不是一个畅通的竖直通道或根本没有通道 ； 有的是井外的
地 层岩石 已与井 眼连通 ， 井 眼 内已填满地 层坍 塌物 。 只有 修 出了通道 ， 打捞 、 封 堵、 套 管补 贴 、 下小套 管 固井等 一系列 的 技术才 可实施 。 １ 、 套管 缩径 整形 技术 ： 对 于套管 弯 曲变形 不大 的 ， 可 采用整形 工具如 梨形整形 器 、 辊 子整 形器 、 铣锥进 行机械 整形 工艺修 复 套 管发生 严重 变形 ， 变形量 超 过套管 内径 的１ ２ ％ 时， 可采 用爆炸 整形 工艺 修复 ， 利 用火药 燃爆 瞬间产 生 的巨大 能量 ， 使套管 向外扩 张膨 胀， 使 地应力 在局部 范围 内重新分布 ， 从 而达到修 套 的 目的 。 ２ 、 非坍塌 错 断井打 通道 技术 ： 依靠 钻具 旋转 和加载 到磨 铣工具 上部 的钻具 重景 （ 钻压 ） ， 使 磨铣 工 具在旋转 过程 中侧面 或端面 的硬 质合金 磨铣损坏 的套管 和损坏 部位的岩 石 ， 从 而达 到 套 管损 坏 部 位恢 复 原 有径 向尺 寸 和通 径 的 目的 。 应 用 于通 径 大 于 中 ９ Ｏ ｍ ｍ￣断井段 修复和 机械整 形后套 管损坏部 位的修 整、 取 直 ３ 、 坍塌 错断井 打
工 业 技 术
ｌ ■
Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ａ ｎ ｄ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ Ｒ ｅ ｖ ｉ ｅ ｗ
胜利 油 田套 损 井 机 理 研 究 及 治 理 效 果 分 析
赵增 勇
（ 胜利 石油 管理 局生 产管 理部 ） ［ 摘 要］ 胜利 油 田经过 五 十多年 的 开发生 产 ， 地 质 条件 变得 更为 复杂 ， 频繁 的油 水 井措施 、 修井 施工 以及井 身结 构 、 完 井 固井质 量 、 套 管材 质 等诸 多 因素 的 影响 ， 使 油水井 套管 技术状 况越来 越差 ， 每 年新增套 管变 形 、 穿孔 、 破裂 、 错 断等 套损井 ｉ ￣ ． ４ ０ ０ ２ １ １ 。 分 析套 管损坏 原 因， 开展 套管 损坏机 理研 究及开展 套 管治理 已经成 为油田开发的一项重要常规工作 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ９ ５ １ 文献 标识码 ： Ａ 文 章编号 ： １ ０ ０ ９ —９ １ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ４ ） １ １ — ０ ０ ７ ２ 一 Ｏ １
致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术讲解
致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术（调研报告）编写人：牛宝荣孙占东主要参加人：王幸才王琦莫增敏李元萍杨丹王成辉审核：刘永军吐哈油田公司勘探开发研究院科技信息中心二零零九年三月目录一、致密砂岩油气藏形成机理及特征 (1)1.致密砂岩的形成机制 (1)2.致密砂岩的封闭机理及储层特性 (2)3.致密砂岩油气藏特征 (4)4.致密砂岩气藏的划分 (5)4.1两种气藏成藏特征异同点 (7)4.2两种气藏成藏条件异同点 (8)4.3两种气藏成藏模式及分布规律异同点 (13)二、典型致密砂岩油气藏实例 (14)1.加拿大阿尔伯达盆地深盆气藏 (14)2.美国落基山地区深盆气藏 (15)3.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏 (16)4.四川盆地西部坳陷的中生界陆相致密砂岩气藏 (17)三、致密砂岩油气藏的勘探技术 (18)1.用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩油气层测井识别能力 (19)2.致密砂岩孔隙度计算方法 (23)3.地震裂缝综合预测技术 (26)4.致密砂岩油气层测井评价新技术 (30)5.致密砂岩气层的识别技术方法 (32)6.致密含气砂岩的多参数联合反演预测技术 (35)四、勘探技术现实中的应用 (41)1、屏蔽暂堵技术应用效果（以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为例） (41)2、致密砂岩孔隙度计算方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地北部下二叠系下石盒子组测井数据为例） (42)3．地震裂缝综合预测技术应用效果（以川西BMM 地区侏罗系沙溪庙组地层为例） (43)4、致密砂岩油气层测井评价新技术的应用效果（以鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为例） (43)5、致密砂岩气层的识别技术方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部陕北富县探区上古生界致密砂岩为例） (45)6、多参数联合反演预测技术的应用效果（以川南须家河组致密砂岩储层为例） (46)五、结论 (49)六、结束语 (51)致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术一、致密砂岩油气藏形成机理及特征1、致密砂岩的形成机制砂岩发生机械压实作用，其孔隙及喉道被粘土矿物、自生矿物次生加大充填而形成网格状微细孔喉结构，具有较高的毛细管压力，由此演化成为低渗透致密砂岩。
套管的失效和处理
套管的失效和处理内容摘要《套管的失效和处理》，主要分析油水在长期采注输过程中，套管因化学腐蚀、作业过程中的机械伤害、井下工具的坐封解封、地层的应力等原因，导致套管强度下降、不密封，套管发生不同情况的失效形式。
通过对目前套管失效情况的调查分析，对套管损坏井进行分类，归纳分析了造成套管损坏的主要原因，并结合成功修复套管损坏井的事例，深入探讨了套管损坏特点的修复工艺技术，这些修复工艺技术经过现场多口井的应用，成功地解决了现场生产难题，同时缩短了修井时间，降低了生产成本。
关键词：油水井作业套管套管损坏套管修复技术套管处理第1章前言世界各国油田开发进程表明，随着油水井生产的时间延长，开发方案的不断调整和实施，由于地层地应力的变化、油水井作业及其他施工的影响，油、气、水井套管技术状况越来越差，使油井不能正常生产，甚至使井报废，以致影响油田稳产。
如美国威明顿油田，从1926年到1986年开发60年间，由于大量采出地下液体，引起该地区较大的构造运动，油田中心地区地面下沉达9m，水平位移最多达3m，造成油水井成片错断，损失严重；罗马尼亚的坦勒斯油田开发22年后，已有20%的油井套管损坏；俄罗斯的班长达勒威油田有30%的油水井因套管损坏而停产。
国内港西油田油水井套损比例高达40%以上；长庆樊家油田投入开发仅13年，油水井套损比例达34%，吉林扶余油田套管变形井至1988年多达1347口，占总井数的39.4%；大庆油田套损井数逐年增加，1997年套管损坏井576口，2001年套损井超过700口，整个油田套损井累计已超过8000口。
胜利油田在四十余年的开发过程中，由于长期的注水开发，使本来就复杂的地质条件变得更加复杂，油水井套管的状况越来越差，套损井也逐年增加。
胜利油田大量套损井，主要集中在孤岛、孤东、胜坨、埕东、渤南和滨南等几个大型整装含油气构造上。
另外，疏松砂岩油藏和几个稠油热采工艺区域矛盾尤为突出。
据查，胜利油田截止1991年底套损井已占油、水井总数的十分之一，16400多口井中就有1659口套损井（其中包括正式批准工程报废井266口）。
疏松砂岩油藏蒸汽吞吐后生产井套变原因分析
造成套管损坏的原因很多 , 也很复杂 , 有其内在 的因素 , 即与地层条 件本身有关; 也有其 外在的因
收稿日期: 200 8 - 0 2 - 1 5 作者简介: 魏新 辉 (1 976 —) , 工程师, 1 9 98 年毕业于石油大学 (华东) 石油地质专业, 现从事油田开发工作。
2008 年第 20 期 魏新辉 疏松砂岩油藏蒸汽吞吐后生产井套变原因分析
3 套管损坏原因分析
钢级
N 80 N 80 N 80 N 80
壁厚
(mm ) 9. 17 8. 05 9. 19 10. 36
套损井数 (口)
3 3 24 1
寿命 ( 年)
5. 5 8 4. 22 11. 75
井数 ( 口)
18 6 7
比例 (% )
58 11 19 14 22 15
一般来说 , N 8 0 套管的材质比较好 , 可寿命却比
素, 即与开发工艺有关, 但大多数情况下是若干因素 综合作用的结果。结合渤 21 断块实际情况, 其套管 变形主要为以下三个原因。 3 . 1 油层出砂 渤 21 断块馆陶组油层胶结疏松 , 泥质含量高, 油层极易出砂。 油层出砂后套管易损坏的主要原因 是, 砂子被排出以后 , 套管外围被掏空, 造成地层与 套管外水泥环之间形成 “空洞” , 套管外壁失去了支 撑, 影响了其横向支撑, 改变了其受力状态, 在地层 压力作用下, 很容易使套管发生弯曲变形。 随着油层 大量的出砂和液流的冲刷作用, 地层岩石骨架被破 坏, 造成地层局部或大面积垮塌 现象, 油层垮塌以 后, 在重力作用下下落, 这样往往在油层中上部形成 空洞。 因此 , 套管极易在油层中上部发生损坏[1, 2]。 3 . 2 射孔完井 当一口井以射孔方式完井后 , 射孔部位的套管 就会出现微裂缝, 在长期应力状态下形成腐蚀开裂 和疲劳扩展, 可以从两个方面说明: ①当炮眼存在裂纹时, 周围会应力集中 , 对油井 来说 , 上覆岩层下沉的力施加在油层套管上 , 使裂纹 逐步扩展。 ②套管内外压差变化, 注采压力不稳定 , 炮眼处 受交变应力的作用 , 使裂纹进一步扩展。 研究表明 [3 ]: 相同钢级和壁厚的套管来说 , 射孔 数量多的屈服强度明显低于射孔数量少的; 射孔位 置在上的套管屈服并达到一定的塑性变形所需要的 压力明显低于射孔位置偏下的。 3 . 3 蒸汽吞吐 热采会导致油藏受热膨胀, 由于地层物质是非 弹性的 ( E > 5× 106 Gp a ) , 即使很小的膨胀量也能产 生较大的应力变化和错断位移[ 4]。 根据对温度对钢 材性能和地层的影响等有关知识的初步分析 , 认为 注蒸汽对套管的损坏可以从以下四个方面进行说 明: ①在盐层或盐膏层发育井段 , 多有砂、 泥交替韵 律层 , 这些盐层在蒸汽高温、 高压的作用下蠕变产生 塑性流动 , 于是形成对套管的外挤压力。 对于有水泥 封固的组合套管, 虽然这种地层压力传到内层套管 外壁的压力大大减少 , 但在这种非均匀地层载荷作 用下 , 经固体介质传到内层套管外壁的载荷也为非 均匀地层载荷 , 也将导致套管塑性变形或破坏[5 ]。 ②注蒸汽加热过程中, 套管温度升高, 套管柱受 热膨胀。在下端及上端固定或在受到极大阻力的情 况下 , 产生的轴向应力为压缩应力。 当此热应力超过 套管的屈服点时, 套管就会损坏, 而且这种损坏过程 表现为: 先是由于热应力超过屈服点后套管产生永 久变形 ( 塑性变形 ) , 而后在停止注蒸汽套管降温过 程中 , 套管柱收缩, 由压缩应力变为拉伸应力。此时 的拉伸应力大大超过螺纹强度, 引起套管接头螺纹 及本体拉断破坏[6 ]。 ③在井眼不直、 有冲洗塌落的大洞、 固井质量很 差、 水泥未返到地面等情况下 , 套管柱加热过程中,
防砂工艺现状及探索
FR I ND OF MI L INDU S TRY工艺与设备化工之友2007.N O .13态发生了巨大变化，打破了原来地层的平衡状态，应力场重新分布,形成一对相对较深的缝隙，在强大的地应力作用下，调整了原来的应力场：在裂缝的表面区域为拉应力区，而不象射孔那样产生压应力集中区，并产生新的裂纹，半径在1米以上，从而有效提高地层的渗透能力。
综上所述，其特点可概括为以下几点：具有深穿透能力；射孔无污染；高导流性；射孔时无振荡冲击；具有高定位性；实现了孔眼周围压应力向拉应力的转变；可定向性。
4适用范围该技术的主要功能是深穿透污染带，释放油气层潜能，增加油层泄油面积，提高原油产量和采收率，同时割缝工具可准确定位，误差小于0.1米，可以深穿透成高0．2米的缝，渗流面积则相当127枪127弹30孔／米，因此可应用于薄油层。
还可用于污染严重及注聚高压井等。
5现场应用根据井下液力割缝技术的特点和所能解决的问题，并针对现场实际情况，在薄层井上进行了试验，取得了较好效果。
共实施29井次（其中新井3口，老井26口），见效24井次，措施有效率82.7%。
措施前液量357.2吨，油量17.8吨，含水95.0%；措施后液量吨，油量5吨，含水%，累计增油1防砂现状1.1各种防砂方法应用概况：目前，胜利油田共投入勘探开发72个油气田(天然气田2个)，其中，中高渗疏松砂岩油藏35个，占油田总数的47.9%；覆盖可采储量8.7×108t ，占总可采储量的83.5%；年产量为2150×104t ，占全年总产量的80.7%。
主要出砂层系是馆陶、东营、沙一至沙三等胜利油田主力生产层系。
胜利油田疏松砂岩油藏储量大、类型多、分布广、防砂工作量大，每年总防砂井次在3000井次左右。
随着含水的上升和采液强度的提高，出砂井数越来越多，防砂工作量有呈逐年稍有递减的趋势。
1.2各种防砂防砂方法的比较据统计，目前，在应用规模上，高压挤压砾石充填防砂工艺是2828井次，其次是复合防砂698井次和管内循环充填防砂687井次；对防砂效果来说，由于范围大，井数多，工作量大，大部分采油厂都未做这项工作，许多资料都是临时收集，其准确性及可信度较难把握，很难统计出准确的结果。
超稠油套管损坏防治方法研究及应用
有效的解决套管损坏问题。 现场应用表明： 通过以上技术的有效应用， 可以有效减少套坏井对油藏开发的影响 ， 提高油藏开井率， 最终实现油藏的高效开发。
［ 关键 词］ — —套 管 出砂 应力 完井 技术 固井 修 复 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ９ ３ １ ． ２ 文 献标识 码 ： Ａ 文章编 号 ： ｌ ｏ ０ ９ — ９ ｌ ４ ｘ（ ２ ０ １ ３ ） ３ ７ — ０ １ ３ ８ －０ ２
损坏 作用 ， 使 套管 损坏 率降 低１ ０ ％以上 ， 套损 时 间推迟 ０ ． ６ 个 周期 。 ３ ． １ ． ３提高 热采 井 固井质 量技 术 注 蒸汽 井在 高温 下套管 产生 热应 力 ， 同时， 水 泥环 也 随着温 度 的升 高 、 下 降， 产生压缩， 拉伸应力， 如果固井质量不好， 水泥环破坏后易发生套－ Ｎ２ ］ 。 在固 井 时选用 的方法 为 ， 一是应 用加砂 水泥浆 体系 ， 增 强水泥 环的抗 高温 衰减性 能 和水 泥环 与套 管的胶结 强度 ； 二 是提高水 泥浆 的顶 替效 率， 保 证固井质 量 ， 从 而
２套 坏原 因及 解 决方 法 ２ １套坏 的原 因分析 ２ ． １ ． １油井 出砂 是套 坏 的首要 因 素［ １ １ 由于 曙一区超稠 油油藏埋深 较浅 ， 地层压实 作用弱 ， 油藏储层 物性好 ， 为大
主要 采用一 次地锚 预应 力完 井技 术 。 ３ ． Ｉ ． ２热力 补偿 器 技术 热力 补偿器［ ８ 】 是可对 套管在 热应力 作用下 的微量 伸缩进 行补 ｆ 尝的一 种机 械装置 ， 完井 时在 油层 上部的一 定位置上 加装 ， 上下端与套 管连接 在一 起 ， 固井 时 同时被封 固 。 从实施 效果 看 ， 实 施热力 补偿 器后可 明显 缓解热 应力对 套管 的
大港疏松砂岩油藏油井长效防砂工艺技术优化
32高渗透性油田进入开发中后期，油藏压力降低、砂体和骨架应力释放开始松散，再加上含水上升和生产压差加大的综合作用，地层结构开始破坏、骨架砂大量排出，地层坍塌、挤压套管造成套损套变。
这时应采用地层稳定、防、挡的综合措施，稳定地层砂体，才能保证油水井正常生产，向亏空油层注入充填物质，形成新的人工井壁稳定地层结构，防、挡地层砂，应该是当前开发阶段采取的主要措施。
大港油田主要的人工井壁防砂工艺有固结剂、树脂、砾石充填树脂固结、包覆石英砂、复合陶粒砂、石英砂砾石+机械筛管等多种技术。
由于于大港油田部分区块等严重出砂油田的地层渗透率在1μm2左右，石英砂与地层的渗透率比值大于100最有利于防后产量的保持，因此充填材料优选石英砂砾石，同时为了炮眼充填的稳定和防止充填砂的回流，最终优选机械筛管（割缝管）+砾石充填工艺为油田防砂的主体技术。
而针对该技术如何通过理论研究、优化完善配套技术，实现防砂有效期的延长、防后产能的稳定，是疏松砂岩油藏高效持续开发的关键问题。
一、砾石阶梯式注入充填方式研究表明：在径向流状态原油呈放射状自远处渗流到井底的过程中，越靠近井壁，压力梯度越大，原油流动阻力大部分消耗在近井地带，从而使近井地带压降变化较大，井壁周围的压力变化曲线呈一个陡峭的漏斗状。
为了最大程度保持地层渗透性、保持防后产量，应在有效防、挡地层砂的基础上，提高井底流压降低生产压差。
运用室内渗流实验，针对不同的地层砂粒径，尤其是针对含有细砂 (＜0.08mm)的油层，正确合理应用D=(5～6)d防砂理论，提出多级砾石阶梯式注入充填的思路，有效地防、挡地层砂，最大程度的保持地层渗透性、保证防后产量。
图为多级砾石阶梯式注入示意图。
图1 阶梯式注入多级砾石充填示意图其中粗砾石充填区(渗透性较高)，用于防挡细砾石；细砾石充填区（渗透性较低），根据地层砂粒经确定。
二、充填工艺技术参数匹配优化地层内的砾石充填，往往由于地层砂和砾石充填带的相混，降低地层渗透率，影响防后的产量，通过分析不同砾石尺寸的地层砂一砾石混合后的渗透率变化表可知，随着进入砾石中地层砂的比例增加渗透率逐渐下降，当比例达50％时，地层渗透率仅为原始值的24％。
砂岩透镜体油气成藏机理初探
砂岩透镜体油气成藏机理初探
赵文智;邹才能;谷志东;陶士振
【期刊名称】《石油勘探与开发》
【年(卷),期】2007(034)003
【摘要】为了研究砂岩透镜体油气成藏机理,从生烃动力、生储油岩界面毛细管压力以及流体在生储油岩之间交换等方面进行了探讨,并通过物理模拟实验与典型实例解剖加以验证.认为无断层沟通的砂岩透镜体可以成藏,其成藏机理是:流体压差将泥岩中生成的油气驱向砂岩透镜体,毛细管压力差将泥岩与砂岩接触带的油气驱入砂岩透镜体,浮力使进入砂岩透镜体中的油气向其顶部聚集,砂岩透镜体中的水可以在毛细管压力差的作用下自然地由砂岩进入泥岩中.某些砂岩透镜体油气藏部分被油气充注而部分没有充注,不成藏的端元可能与驱烃动力不足、生烃高峰期滞后于成岩胶结期导致流体交换通道堵塞等有关.图15表3参33
【总页数】12页(P273-284)
【作者】赵文智;邹才能;谷志东;陶士振
【作者单位】中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.3
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第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法讲解
第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法判断油层是否出砂，对于选择合理的完井方式、对经济有效地开采油田是非常重要的。
要判断生产过程中是否出砂，必须对影响出砂的因素、出砂机理、出砂预测方法的准确性有比较清楚的认识。
通过室内实验和理论研究，搞清油层出砂机理和规律，制订合理的生产制度和防范措施也就显得非常有意义。
1.1油气层出砂原因影响地层出砂的因素大体划分为三大类，即地质因素、开采因素和完井因素。
第一类因素由地层和油藏性质决定（包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成，胶结物及胶结程度，流体类型及性质等），这是先天形成的，当然在开发过程中，由于生产条件的改变会对岩石和流体产生不同程度的影响，从而改善或恶化出砂程度；第二、三类因素主要是指生产条件改变对出砂的直接影响，很多是可以由人控制的，包括油层压力及生产压差，液流速度，多相流动及相对渗透率，毛细管作用，弹孔及地层损害，含水变化，生产作业及射孔工艺条件等。
通过寻找这些因素与出砂之间的内在关系，可以有目的地创造良好的生产条件来避免或减缓出砂。
地层砂可以分为两种，即：骨架砂和填隙物。
骨架砂一般为大颗粒的砂粒，主要成分为石英和长石等，填隙物是环绕在骨架砂周围的微细颗粒，主要成分为粘土矿物和微粒。
在未打开油层之前，地层内部应力系统是平衡的；打开油层后，在近井地带，地层应力平衡状态补破坏，当岩石颗粒承受的应力超过岩石自身的抗剪或抗压强度，地层或者塑性变形或者发生坍塌。
在地层流体产出时，地层砂就会被携带进入井底，造成出砂。
图1-1 炮眼周围地层受损情况图1-1是射孔造成弱固结的砂岩破坏的示意图。
射孔使炮孔周围往外岩石依次可以为分颗粒压碎、岩石重塑、塑性受损及变化较小的较小受损区。
远离炮孔的A区是大范围的弹性区，其受损小，B1~B2区是一个弹塑性区，包括塑性硬化和软化，地层具有不同程度的受损，C区是一个完全损坏区，岩石经受了重新塑化，近于产生完全塑性状态的应变。
基于正交实验的海上疏松砂岩油藏防砂参数优选方法
基于正交实验的海上疏松砂岩油藏防砂参数优选方法孙东征;刘凯铭;孙金;闫伟;曹砚锋;闫新江;汪伟【摘要】针对海上疏松砂岩油藏防砂完井设计中防砂参数多导致的实验工作量大和费用高等问题,以渤海南堡35-2油田某防砂井为例进行了正交实验法防砂参数优选,开展了基于正交实验的防砂参数化设计,结果表明该油田影响产能的防砂参数主次顺序为生产压差、原油黏度、挡砂精度和砾石层厚度,而影响出砂量的主次顺序为挡砂精度、生产压差、砾石层厚度和原油黏度;最优防砂方式为优质筛管+砾石充填,以产能最大为优选标准时的防砂参数最优组合为生产压差3 MPa+挡砂精度150 μm(10/30目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm,以出砂量最小为优选标准时的防砂参数最优组合为生产压差1 MPa+挡砂精度120 μm(20/40目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm.本文提出的基于正交实验的防砂参数优选方法在南堡35-2油田4口热采实验井防砂作业中取得了成功应用,具有较好的推广应用价值.%In order to solve the problem of heavy experimental tasks and hence the high cost due to the large number of parameters involved in the design of sand control completion for offshore unconsolidated sandstone reservoirs,optimization of parameters and sand control design was conducted based on orthogonal experiments.This methodology was applied in NB 35-2 oilfield in Bohai sea.The results indicated that the factors influencing productivity are drawdown pressure,oil viscosity,sand retention precision and gravel layer thickness;and the factors influencing sand production rate are sand retention precision,drawdown pressure,gravel layer thickness and oil viscosity.The optimal sand control completion is the combination of premium screen and gravel packing.Ifthe maximum productivity is taken as the criteria,the optimum sand control parameters are 3 MPa of drawdown pressure + 150 μm (10/30 mesh) of sand retention precision+ 50 mPa·s of crude oil viscosity+ 52 mm of gravel layer thickness;but if the minimum sand production rate is taken as the criteria,the optimum sand control parameters are 1 MPa of drawdown pressure + 120 μm (20/40 m esh) of sand retention precision + 50 mPa· s of crude oil viscosity + 52 mm of gravel layer thickness.The optimization method presented here based on orthogonal experiments has been successfully applied in the sand control design of four thermal recovery wells in NB 35-2 oilfield.The results show that this method is worthy to be popularized.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2017(029)002【总页数】5页(P98-102)【关键词】正交实验;防砂参数优选;优质筛管;砾石充填;南堡35-2油田【作者】孙东征;刘凯铭;孙金;闫伟;曹砚锋;闫新江;汪伟【作者单位】中国海洋石油有限公司北京100010;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国科学院深海科学与工程研究所海南三亚572000;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中海油研究总院北京 100028;中海油研究总院北京 100028;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE358+.1孙东征，刘凯铭，孙金，等.基于正交实验的海上疏松砂岩油藏防砂参数优选方法[J].中国海上油气，2017,29(2)：98-102.SUN Dongzheng，LIU Kaiming，SUN Jin,et al.Optimization of sand control parameters for offshore unconsolidated sandstone reservoirs based on the orthogonal experiments[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):98-102. 疏松砂岩油藏在我国分布范围广、储量大，该类油藏具有孔渗好、胶结差、强度低等特点，在开发过程中存在着不同程度的出砂问题[1-3](如渤海南堡、蓬莱、渤中等油田)，这已经成为制约该类油田开发的突出问题。
疏松砂岩油藏基本特征
2.1 疏松砂岩油藏基本特征疏松砂岩油藏遍布于世界的各个油区，这类油藏通常为稠油油藏、埋藏较浅、岩石自身胶结作用较弱，因此，在开采过程中大都存在着引人注目的、棘手的出砂问题，长期困扰着油田的生产。
1. 疏松砂岩油藏的沉积特征该类油藏沉积相类型多样，海相沉积、陆相沉积都有可能造成此类油藏。
在构造特征上，常伴随出现多断层、多阶以及垒、堑相间的构造格局，在中国东部第三系地层尤为突出。
2. 疏松砂岩油藏的胶结情况岩石强度在一定程度上取决于岩石的胶结程度、胶结物的类型、胶结物的含量和胶结类型。
疏松砂岩油藏通常埋藏浅，胶结作用比较弱，胶结物以泥质为主，个别会出现钙质胶结；胶结类型以接触式胶结、孔隙式胶结最为常见，其中胶结类型为接触式的岩石最疏松，更易出砂。
3. 疏松砂岩油藏的物性特征[13]疏松砂岩油藏通常情况下由于埋藏相对较浅、压实作用相对较弱，且胶结作用弱、胶结物含量较低，造成了这类油藏“高孔高渗”的特点。
这类油藏平均孔隙度通常不小于 25%，平均渗透率通常不小于500 ×1 0 ?3 μm2，在生产过程中，尤其是在开采后期受到长期注水冲刷后，胶结物中的粘土矿物等被冲走或冲散，导致其孔隙半径及喉道半径增大，其孔隙度和渗透率将变得更高。
疏松砂岩油藏由于其沉积环境的多样性，造成了砂岩颗粒由粗到细均有分布，随着其沉积环境的改变而不同。
该类油藏砂岩颗粒的磨圆度、分选情况普遍都相对较差，因此，给防砂完井带来了一定的难度。
表 2.1列出了一些典型疏松砂岩油藏物性分布特征。
表 2.1 典型疏松砂岩油藏物性分布特征4. 疏松砂岩油藏岩石的强度特征[11]描述岩石强度的参数主要有泊松比、杨氏模量、体积模量、剪切模量、剪切强度、抗拉强度和抗压强度。
疏松砂岩油藏由于其通常埋藏较浅，上覆岩石压力相对较小，压实作用较弱，分选较差，以泥质胶结为主，胶结强度较弱，所以，疏松砂岩地层的岩石强度较低。
对渤海湾盆地秦皇岛32-6油田和绥中36-1油田部分油井生产层段的取心测试数据和测井处理结果的分析和研究也证明了这点。
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文章编号：５０２１－５８５０（２００６）０３－０４６１－０５收稿日期：２００６－０４－２０作者简介：王学忠（１９７２－），男，硕士，高级工程师，从事油田开发工作。
地址：（２５７２３７）山东省东营市河口区仙河镇孤东采油厂地质所，电话：０５４６－８５８２６２６，Ｅ－ｍａｉｌ：ｗａｎｇｘｚ＠ｓｌｏｆ．ｃｏｍ疏松砂岩油藏套损机理研究王学忠（中国石化股份胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营２５７２３７）摘要：孤东油田属大型稠油疏松砂岩油藏，在高速高效开发同时，累计发现套损井３８６口。
从油藏因素、开发因素和完井因素三个方面研究了孤东油田套损的机理，指出油层胶结疏松、强注强采是造成套损最重要的主客观因素。
建议通过提高完井和防砂质量，执行合理的开发技术政策，减少套损。
关键词：套损；机理；出砂；疏松砂岩油藏中图分类号：ＴＥ３４３文献标识码：Ａ孤东油田属大型稠油疏松砂岩油藏，开发了１８年，累计产油６４１４×１０４ｔ，目前整体处于特高含水开发阶段，综合含水９４．３％，可采储量采出程度８３．４％，剩余可采储量采油速度高达２０％。
经过多年的注水开发生产，地层的流体场、应力场发生了很大变化，加之频繁的油水井增产增注措施和修井作业以及完井固井质量、套管材质与腐蚀等诸多因素的影响，使油水井套管技术状况变得越来越差。
自１９８６年投入开发以来，已经累计发现套损井３８６口。
套损井的存在破坏了开发井网的完整性，导致部分单元注采井网二次不完善，储量控制程度变差，加剧了开发矛盾，增加了开发投资，在很大程度上制约了油田开发的良性循环。
研究套损原因采取适当措施减少套损，对于油田稳产和提高效益具有重要现实意义。
１油藏因素孤东油田馆陶组为河流相沉积疏松砂岩油藏。
储层埋藏浅（１１９５～１４５０ｍ），压实差，平均空气渗透率１５６８×１０－３μｍ２，有效孔隙度３３．３％。
岩石以砂岩和粉砂岩为主，粒度中值０．１３～０．１７ｍｍ。
碎屑成分中石英含量３８％～４５％，长石含量３５％～４４％，岩屑含量３％～２２％。
填隙物以粘土杂基为主，含少量碳酸岩，泥质含量４％～３０％。
油砂体在平面上呈条带状、豆荚状等，分叉、交并频繁；剖面上呈板状或不对称透镜状，或叠置或平行。
岩石表面亲水。
地下原油粘度３０～１３０ｍＰａ・ｓ，平均８０ｍＰａ・ｓ。
胶结类型以接触式及孔隙—接触式胶结为主。
粘土矿物由蒙皂石（３８．６％～７９．８％）、伊利石（３．２％～２３．３％）、高岭石（１５．７％～３１．７％），以及少量绿泥石（０．７％～６．４％）组成。
由于蒙皂石遇水膨胀，使油井生产过程出砂加剧。
注水开发过程中，象孤东油田亲水性的砂岩油层，毛细管力具有较强向上的吸附力，泥岩盖层及下伏泥岩隔层，长期处于水浸泡下得以充分膨胀，所产生的力，不仅对套管射孔部位油层结构造成破坏，而且对套管本身形成较大的剪切力而挤坏套管［１］。
多年注水开发，储层物性发生了比较大的变化。
孤东七区相距１０ｍ远的试７井和７－Ｊ１井做比较，试７井为开发初期油基钻井液取心井，７－Ｊ１为特高含水期密闭取心井。
水洗前后渗透率变化显著，特别是５２＋３层，渗透率增加了１μｍ２以上。
粒度中值基本未变，泥质含量有所降低（表１）。
统计分析孤东馆陶组３３口取心井３１９２块样品，平均粒度中值０．１６ｍｍ，平均分选系数１．５７，分选性好占９％，中等占７２％，较差占１９％。
其中细砂岩占６１％，分选系数１．５３，粒度中值０．１５ｍｍ。
以接触式胶结为主，粘土矿物中蒙脱石占５９％。
第２卷第４辑Ｖｏｌ．２，Ｎｏ．４２００６年１２月ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳＤｅｃ．２００６第２卷２套损特征２．１套损部位从统计资料看，８０％的套损井套损部位在主力油层，２０％的套损井套损部位在非主力油层。
套损部位在水泥返高以上的占１６％，套损部位在水泥返高与油层上界之间的占２５％，套损部位在油层上下界之间的占５５％，套损部位在油层下界以下的占４％。
套损部位主要集中在射孔井段附近，位于射孔井段及其上下界５０ｍ以内的套损井占８１％。
在平面上，套损井多分布于断层附近、地层倾角大的区块，占套损井总数的３０％。
在相同油层厚度中（如１０ｍ），套损井在油层上部占５９％，中部为３６．４％，下部为４．６％。
究其原因，油井在生产过程中，由于产液强度增大与出砂量增加，易在油层中套管外形成空洞，在油层上部形成天然拱。
由于油层压力下降，天然拱的上部切线应力增大造成砂层坍塌，对油层中部造成强大的挤压力，使油层中部套损。
此外，由于孤东馆陶组泥岩盖层中含有见水易膨胀的高岭石、蒙皂石等与油层中的含量有较大差异，薄油层顶部与上覆泥岩交界处易套损。
２．２套损时间套损井的出现数量与油田开发阶段紧密相关，套损井集中１９８７—１９８８年、１９９０—１９９３年完钻井中，这两个时期也是开始注水开发和注采调整的转折时期。
套损井的平均正常生产年限仅为１１年。
５年之内的套损井占２３％，６～１０年的套损井占４１％，１１～１５年的占２４％，１５年以上的占１２％。
２．３套损类型统计２５０口套损井，套管破裂８５口，占３４．０％；套管错断３６口，占１４％；套管弯曲８７口，占３５％；套管缩径４２口，占１７％。
对于轻微套变的井，多数仍在带病生产或注水；对于严重套损的井，有补孔潜力的上返生产，套损层位有潜力的进行侧钻或钻打更新井。
３完井因素套管在固井、射孔、投产及修井作业过程中，具有复杂的工况和受力条件，在对套管损坏状况进行统计归类，并对形成套管损坏的因素和损坏机理进行分析的基础上，发现造成孤东油田套管损坏的原因是多方面的。
３．１固井质量声波变密度检查，１８％的井段第一界面胶结程度比较差，５６％的井段第二界面胶结程度比较差。
随着强注强采，水淹程度加剧，固井难度越来越大。
统计２３７口套损井固井质量发现，１６９口井套损部位固井质量不合格，占统计井数的７１．３％。
为此，所有新井必须进行声波变密度固井质量检查，油层管外水泥返高由开发初期的７００ｍ上提到２００ｍ左右。
钻井、固井质量是延长套管寿命的关键。
固井质量因素，水泥浆窜槽，套管与水泥环、水泥环与地层之间胶结不牢固，水泥凝固后强度低。
据套管偏心有限元计算模型，在相同内压与地应力条件下，套管居中与套管偏心时水泥环的有效应力相差２０％甚至达一倍。
３．２射孔姚妥村教授认为，Ｎ－８０型套管抗挤压能力允许孔密不超过１０孔／ｍ。
实际孤东平均孔密达到了２０孔／ｍ。
如７－３１－３７４井，１９８６年６月采用孔密１０孔／ｍ投产，１９８９年７月进行复射，孔密１１孔／ｍ，同年９月套管损坏，实际复射后仅生产了３０天。
向绪金［２］建议射孔段应采用加厚套管，提高屈服强度３０％。
李根生等［３］建议采用水力喷砂射孔，避免炮弹射孔的压实污染，增加地层渗透率并扩展油流通道。
３．３钢级孤东套管均采用Ｎ－８０型钢材，在泥（页）岩地层，设计载荷偏小。
但从不同钢材套管性能对比试验看，Ｖ－１５０型比Ｎ－８０型抗外挤压力大一倍。
不同型号钢材套管接箍、扣形一致，直径５．５英寸，壁厚７．７２ｍｍ，质量３１．７ｋｇ／ｍ，故可以在近油层段采用Ｖ－１５０型套管，远离油层段采用Ｎ－８０型套管（表２）。
表１开发初期与特高含水期物性变化对比Ｔａｂｌｅ１Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｉｎｔｈｅｉｎｉｔｉａｌｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄｉｎｅｘｔｒａｈｉｇｈｗａｔｅｒｃｕｔ对比项目粒度中值（ｍｍ）泥质含量（％）孔隙度（％）渗透率（１０－３μｍ２）含油饱和度（％）井号层位７－Ｊ１试７７－Ｊ１试７７－Ｊ１试７７－Ｊ１试７７－Ｊ１试７５２＋３５５－６１６２６４０．１６０．１５０．２１０．１８０．１６０．１７０．２００．２１４．５４．４３．３４．９６０．０６１．９６１．６４５．９３２．１３６．７３５．４２９．５３７６７４６７６７２６９４２１７４８０２３２４６７６７１４５５９３６．３３６．１３５．６３５．２３７．１３６．１３６．９３７．２５．７６．４６．５６．５４６２・・第４辑王学忠：疏松砂岩油藏套损机理研究图１套管损坏照片Ｆｉｇ．１Ｐｈｏｔｏｓｈｏｗｉｎｇｃａｓｉｎｇｐｉｐｅｄａｍａｇｅ表２不同钢材套管性能指标Ｔａｂｌｅ２Ｑｕａｌｉｔｙｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｃａｓｉｎｇｐｉｐｅｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｔｅｅｌ钢型抗挤压力（ｋｇ／ｃｍ２）最低极限强度（ｋｇ／ｃｍ３×１０３）单价（万元／ｔ）外内抗拉屈服极限Ｊ－５５Ｎ－８０Ｖ－１５０３１６４１４８１６３７４５４４１０２０３８．７５６．２１０５．５３９．８５９．４１０８．３０．４８０．５７０．７８套管的材质、加工制造质量及套管管柱强度设计不合理直接影响到油水井的寿命。
套管质量存在材质不良、管体圆度、壁厚均匀度达不到要求、加工精度不高等问题（图１）。
管柱强度设计时，未充分考虑射孔、压裂、酸化、防砂等工艺对套管强度的需要。
４开发因素出砂是疏松砂岩油藏套管损坏的主要原因。
孤东馆陶组埋藏浅（１１９０～１４６０ｍ），压实程度差，生产过程中出砂十分严重（图２）。
出砂井多、量大、粒径高，产馆陶组的１１６３口油井作业过程中冲砂量资料，出砂井９５７口，占８２．３％，平均单井出砂量５．０ｍ３，采万吨液出砂量１．０ｍ３，采万吨油出砂量２．８９ｍ３。
由于油层地质条件差，以及采液强度大，油层结构遭到破坏，油层出砂量日趋严重。
孤东油田１９８６—２００４年集输站大罐清砂表明，采万吨液出砂量由２．４５ｍ３增加到４．２１ｍ３，采万吨油出砂量由２．８６ｍ３增加到５９．６ｍ３，出砂量成倍增长。
出砂粒径由初期０．１３ｍｍ增加到０．１６ｍｍ。
游离砂由初期占冲出砂８２％变为５％，骨架砂由１８％变为９５％。
孤东油田主力油层埋藏浅，胶结疏松，水敏矿物含量高，渗透率高，非均质严重，地层出砂严重。
出砂造成油层部位地层与套管外水泥环之间形成“空洞”，导致套管发生弯曲、变形、错断，占总损坏井数的６２％。
不合理的注水开发，是诱发套管损坏的直接原因，而且加速了套损。
一是注入水挤入油层顶部或底部的泥岩层中，使水敏性强的蒙皂石水化膨胀，在井壁上应力集中。
二是注入水挤入两种岩性的界面后，减小了滑动摩擦，使上下岩层相对滑动，将套管剪坏。
三是注入水进入断层或地层破碎带，使胶结物质水化，导致断层或破碎带“复活”，地层错动。
四是高压注水进入泥岩后会产生微裂纹，形成“浸水域”，发生蠕变，形成比上覆岩层压力要大得多的蠕变力，挤坏套管。
当高压注入水进入泥岩层形成水浸后，泥岩地层吸水软化和膨胀，会导致套管应力与位移明显增大。
孤东油田开发初期地层冲出砂中，游离砂占８１．６％，骨架砂占１８．４％。
进入高含水期后，由于保持稳产需要不断提水提液，油田处于强注强采状态，粘土矿物膨胀、剥落、分散、运移漂移加剧，地层骨架砂遭到破坏，出砂越来越严重，井底周围地层亏空日益增大，冲出砂中游离砂占４．３％，骨架砂占９５．７％。